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摘 要：由于A排东B井网受布井方式的影响，注采井数比和注采比偏低，调整难度大，导致含水上升速度加快，严重影响区块开发效果。通过注采系统调整和层系、井网调整，同时进行，转、堵、补、钻相结合，完善层系、井网注采关系，调整油水井数比及平面压力系统，提高地层压力水平，减缓区块自然递减幅度，控制含水上升速度，最大限度的扩大注入水波及体积，增加可采储量，提高最终采收率，改善油田开发效果。分析了区块效果，找出规律认识，对以后的工作有指导意义。
关键词：井网；注采比 ；自然递减
中图分类号：C35文献标识码： A
一、注采系统调整原因
M排东部于1963年投入开发，水驱先后部署了5套开发井网，目前该区注采井数比、注采比均偏低；B1B2B合采井的存在，使B油層注采井距缩小，井网不规则，注采效果差；B1B2B合采井井段长，纵向上层间干扰严重，导致高一组油层动用状况差，剩余油多，开发效果差；合采不利于B油层后期的加密调整和三次采油。数值模拟结果表明，某排东高一组油层的采出程度最低，仅为29.18%，含油饱和度为50.13%，与高二组油层对比，采出程度低5.18个百分点，含油饱和度高5.13个百分点。因此在进行注采系统调整的同时有必要进行井网的调整。
二、注采系统调整方法及途径
通过“三个调整”，即调整油水井井数比、调整层系井网注采关系及注采压力系统，实现“五个控制”和“一个提高”，即控制产液增长率、控制注水增长率、控制自然递减、控制含水上升速度、控制作业套损率，提高最终采收率。
（1）油井转注。高一、二油层组转注14口井，注水井由原来的13口增加到现在的27口。
高三油层组转注8口井，注水井由原来的8口增加到现在的16口。油水井数比由原来的3：1增加到现在的1：1。
（2）采油井封堵。封堵B油层区域内B1B2B合采井的B油层。确定方案：封堵油水井共39口，采油井27口，注水井12口。平均单井封堵B油层砂岩厚度47.4m，有效厚度16.8m。
（3）采油井补孔。高二组油层采油井、注水井共60口全部补开高一组油层。确定方案，采油井补孔33口，注水井补孔27口。平均单井补开高一组砂岩厚度31m，有效厚度10.4m。
三、区块开发效果评价
（1）改善区块开发形势。某排东部B油层2008年12月与措施前对比，采油井数减少，产量上升，含水下降，流压、沉没度保持稳定。见表1。
表1注采系统调整采油井措施效果表
（2）注采井数比趋于合理。注采系统调整前后注采井数比由1：3.64调整到1：1.5。优点：油、水井注采井数比降低，对应率提高，有利于水井方案调整；针对井组中存在的矛盾，水井方案调整后，效果分析更清晰，干扰因素减少。
（3）井网布局趋于合理，水驱控制程度及动用程度得到大幅提高。水驱动用程度增加，B井，射开砂岩厚度35.4m，有效厚度10.8m，2008年9月同井组的四口角井油转水，改变水线推进方向，剖面得到改善，水驱动用程度增加。
四、几点认识
（1）深入的地质研究和精细的油藏描述是正确编制调整方案和开发好油藏的基础。以细分沉积相为基础，应用精细油藏描述技术和三维地质建模技术，认清B油层，了解各油层组动用状况和剩余油分布。借助数值模拟研究，结合动态分析，进行注采系统调整方案的优选。
（2）针对该区块地质开发特征，采用适合其特点的注采系统及层系井网综合调整方法，完善了层系、井网注采关系，减缓区块自然递减幅度，控制含水上升速度，最大限度的扩大注入水波及体积，增加可采储量，取得了较好的开发效果，达到了提高最终采收率的目的。
（3）某排东部通过细分层系调整，完善了萨葡油层注采关系，解决了合采井射孔井段长、层间干扰严重，含水上升快的矛盾，同时扩大了B油层的注采井距，使井网更加规则，对B油层后期加密调整和三次采油起到积极的作用。
（4）通过综合调整效果分析看出，利用高二套层系补开高一组油层开采，弥补了封堵和转注对产量的影响，使区块产量有所增加，从而进一步证实该区块高一组油层动用程度低，剩余油丰富，具有一定的开发潜力。
参考文献：
[1] 胡博仲著.大庆油田机械采油配套技术[M].北京：石油工业出版社，1998．
关键词：井网；注采比 ；自然递减
中图分类号：C35文献标识码： A
一、注采系统调整原因
M排东部于1963年投入开发，水驱先后部署了5套开发井网，目前该区注采井数比、注采比均偏低；B1B2B合采井的存在，使B油層注采井距缩小，井网不规则，注采效果差；B1B2B合采井井段长，纵向上层间干扰严重，导致高一组油层动用状况差，剩余油多，开发效果差；合采不利于B油层后期的加密调整和三次采油。数值模拟结果表明，某排东高一组油层的采出程度最低，仅为29.18%，含油饱和度为50.13%，与高二组油层对比，采出程度低5.18个百分点，含油饱和度高5.13个百分点。因此在进行注采系统调整的同时有必要进行井网的调整。
二、注采系统调整方法及途径
通过“三个调整”，即调整油水井井数比、调整层系井网注采关系及注采压力系统，实现“五个控制”和“一个提高”，即控制产液增长率、控制注水增长率、控制自然递减、控制含水上升速度、控制作业套损率，提高最终采收率。
（1）油井转注。高一、二油层组转注14口井，注水井由原来的13口增加到现在的27口。
高三油层组转注8口井，注水井由原来的8口增加到现在的16口。油水井数比由原来的3：1增加到现在的1：1。
（2）采油井封堵。封堵B油层区域内B1B2B合采井的B油层。确定方案：封堵油水井共39口，采油井27口，注水井12口。平均单井封堵B油层砂岩厚度47.4m，有效厚度16.8m。
（3）采油井补孔。高二组油层采油井、注水井共60口全部补开高一组油层。确定方案，采油井补孔33口，注水井补孔27口。平均单井补开高一组砂岩厚度31m，有效厚度10.4m。
三、区块开发效果评价
（1）改善区块开发形势。某排东部B油层2008年12月与措施前对比，采油井数减少，产量上升，含水下降，流压、沉没度保持稳定。见表1。
表1注采系统调整采油井措施效果表
（2）注采井数比趋于合理。注采系统调整前后注采井数比由1：3.64调整到1：1.5。优点：油、水井注采井数比降低，对应率提高，有利于水井方案调整；针对井组中存在的矛盾，水井方案调整后，效果分析更清晰，干扰因素减少。
（3）井网布局趋于合理，水驱控制程度及动用程度得到大幅提高。水驱动用程度增加，B井，射开砂岩厚度35.4m，有效厚度10.8m，2008年9月同井组的四口角井油转水，改变水线推进方向，剖面得到改善，水驱动用程度增加。
四、几点认识
（1）深入的地质研究和精细的油藏描述是正确编制调整方案和开发好油藏的基础。以细分沉积相为基础，应用精细油藏描述技术和三维地质建模技术，认清B油层，了解各油层组动用状况和剩余油分布。借助数值模拟研究，结合动态分析，进行注采系统调整方案的优选。
（2）针对该区块地质开发特征，采用适合其特点的注采系统及层系井网综合调整方法，完善了层系、井网注采关系，减缓区块自然递减幅度，控制含水上升速度，最大限度的扩大注入水波及体积，增加可采储量，取得了较好的开发效果，达到了提高最终采收率的目的。
（3）某排东部通过细分层系调整，完善了萨葡油层注采关系，解决了合采井射孔井段长、层间干扰严重，含水上升快的矛盾，同时扩大了B油层的注采井距，使井网更加规则，对B油层后期加密调整和三次采油起到积极的作用。
（4）通过综合调整效果分析看出，利用高二套层系补开高一组油层开采，弥补了封堵和转注对产量的影响，使区块产量有所增加，从而进一步证实该区块高一组油层动用程度低，剩余油丰富，具有一定的开发潜力。
参考文献：
[1] 胡博仲著.大庆油田机械采油配套技术[M].北京：石油工业出版社，1998．